¿Hay que alarmarse con la degradación del TopCon?

De pv magazine 09/23

La innovación tecnológica continúa a buen ritmo, en un sector solar que podría añadir 400 GW de capacidad de generación en 2023. Este año podría ser tan decisivo como 2016, cuando las células solares de emisor pasivado y contacto posterior (PERC) desbancaron a la tecnología de campo de superficie posterior. Las células solares TOPCon son las favoritas para convertirse en el nuevo enfoque solar dominante y están ganando cuota de mercado a las PERC. Sin embargo, las células de heterounión (HJT) y de contacto posterior también están ganando popularidad.

Mirando hacia atrás
En 2016, después de que el PERC ya hubiera hecho importantes incursiones, los investigadores y los laboratorios de pruebas se dieron cuenta de los problemas de degradación. Vieron que la tecnología era especialmente susceptible a: la degradación inducida por la luz (LID) y la degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LeTID).

Una vez identificada la causa principal, los fabricantes de células y módulos adoptaron rápidamente métodos de mitigación en sus procesos de producción, garantizando que las células PERC no sufrieran tasas excesivas de LID y LeTID.

A mediados de 2023, investigadores y especialistas de laboratorios de ensayo y certificación empezaron a advertir de que los módulos TOPCon podrían ser más sensibles a ciertos mecanismos de degradación. La cuestión es si los problemas señalados son indicativos de problemas inherentes a la tecnología TOPCon o son el resultado de que los materiales o los parámetros del proceso de producción de estos primeros módulos no se han adaptado plenamente a las necesidades específicas de la tecnología.

Observación de degradación
La primera voz de alarma la dieron Paul M. Sommeling y sus colaboradores de Nederlandse Organisatie voor Toegepast Natuurwetenschappelijk Onderzoek (TNO). El equipo del organismo neerlandés de investigación realizó pruebas de calor húmedo para estudiar el impacto de la degradación inducida por la humedad de distintos materiales de encapsulado en el rendimiento de los módulos fotovoltaicos bifaciales. Se descubrió que la metalización de la cara frontal de las células TOPCon con dopaje negativo y de tipo “n” parecía ser más propensa a la degradación inducida por el ácido o la humedad que sus equivalentes con dopaje positivo y de tipo “p”.

El último informe anual “PV Module Index”, publicado en mayo por el Renewable Energy Test Center, un laboratorio de pruebas externo, indicaba que las células TOPCon de tipo n podían ser más propensas a la degradación inducida por los rayos ultravioleta (UVID).

En junio, Asier Ukar, director del organismo de ensayos PI Berlin Spain, expresó su preocupación por que los fabricantes no fueran plenamente conscientes de los diferentes mecanismos de degradación al pasar de la producción de células PERC a TOPCon.

pv magazine se ha puesto en contacto con científicos y especialistas en certificación de los principales institutos para preguntarles por los problemas de degradación de TOPCon. Los fabricantes también han esbozado las medidas de mitigación que están tomando.

Principales fuentes
En esta primera parte de una serie de dos, pretendemos examinar las preocupaciones válidas de los fabricantes de TOPCon.

Abordar estos aspectos requerirá que la industria aplique las medidas adecuadas para mitigar los efectos perjudiciales que puede acarrear una mayor sensibilidad a la degradación. Es obvio que los módulos TOPCon no deberían mostrar niveles de degradación superiores a los que muestran los módulos PERC líderes del mercado actual a lo largo de una vida útil de 30 años en condiciones de funcionamiento reales, a veces en condiciones ambientales bastante exigentes.

Cualquier mayor sensibilidad inherente asociada a la transición de la tecnología PERC a TOPCon debe distinguirse claramente de cualquier “dolor de dentición” en los módulos TOPCon recién lanzados que se hayan instalado en los últimos 18 meses. El término “dolores de dentición” caracterizaría los problemas de calidad que surgen cuando se introducen nuevas tecnologías en el mercado en “versión 1.0” o quizás incluso en una “versión 0.9”. Tales problemas no reflejan necesariamente una cuestión específica de TOPCon, sino que ponen de relieve el hecho de que determinados procesos o materiales, por ejemplo los encapsulantes, aún no se han optimizado y ajustado completamente a las necesidades específicas de la tecnología celular TOPCon.

Los problemas tecnológicos de los nuevos productos no son exclusivos de la industria solar. Algunos fabricantes pueden ser demasiado ambiciosos al lanzar un producto al mercado, probablemente en un momento en el que no se han completado todos los pasos de cualificación y optimización de todos los parámetros relevantes del proceso de producción. Este enfoque convierte a los clientes en “probadores beta” de los nuevos productos. Si bien esta puede ser una opción de desarrollo viable para el software, la consideramos perjudicial para los productos fotovoltaicos. Al fin y al cabo, una “corrección de errores” de los módulos solares no puede aplicarse descargando una versión más reciente, como es habitual en los productos de software. Si hay un problema real, la mayoría de las veces habrá que cambiar los módulos ya instalados sobre el terreno, lo que resulta muy costoso y requiere mucho tiempo.

Como siempre, una buena reputación se empaña fácilmente. Lleva mucho tiempo y es engorroso tener que intentar recuperar la confianza perdida. Es difícil explicar a los clientes que los “problemas iniciales” que se observan actualmente con algunos proveedores de TOPCon no son problemas inherentes a la tecnología, sino debidos a la falta de preparación de algunos fabricantes.

Del mismo modo que un cocinero no puede preparar una comida de tres estrellas en su primer o segundo intento únicamente porque ha elegido los mejores ingredientes, parece lógico que sea imposible lanzar al mercado un nuevo tipo de célula que cumpla todos los requisitos de calidad sin pasar por una cierta curva de aprendizaje. Teniendo en cuenta, por supuesto, que la vida útil requerida es de 30 años o más.

La rutina de optimización necesaria equivale a ajustar algunos parámetros del proceso e identificar ventanas de proceso viables. Este ajuste sólo puede lograrse en un marco de ensayo y error, incluso si el fabricante tiene años de experiencia en la producción de PERC y la suerte de haber seleccionado la lista de materiales (BoM) correcta desde el principio, lo cual es un arte en sí mismo.

La industria fotovoltaica sigue sometida a una enorme presión de precios y costos, por lo que los fabricantes siempre tienen que sopesar cómo elaboran la lista de materiales de sus módulos; optar simplemente por utilizar siempre los mejores componentes disponibles no es económicamente viable. De hecho, hay que tener muy en cuenta cualquier proceso de toma de decisiones en el que los “ingredientes” de alta calidad se consideren absolutamente indispensables para crear módulos que cumplan las expectativas de rendimiento durante 30, 40 o incluso 50 años. Es necesario identificar los puntos en los que las soluciones de bajo costo pueden ser suficientes sin poner en peligro este objetivo.

En cuanto a la investigación llevada a cabo por TNO en los Países Bajos sobre la sensibilidad a ciertos tipos de degradación en las células TOPCon, las advertencias de los investigadores se centran en tres áreas:

1. ¿Son los módulos TOPCon más sensibles al vapor de agua que los paneles PERC?

Sabemos que algunos fabricantes han tomado precauciones adicionales con respecto a este mecanismo de degradación, afirmando que atribuyen esta mayor sensibilidad a la corrosión del vidrio finamente poroso que constituye la “frita de vidrio” de los módulos. La corrosión se produce por reacciones químicas entre la humedad y el ácido acético y la pasta de plata y aluminio y la frita de vidrio.

Christos Monokroussos, del laboratorio de pruebas TÜV Rheinland Shanghai, no está de acuerdo. “La sensibilidad de los módulos fotovoltaicos a la entrada de vapor de agua está controlada principalmente por su encapsulado y, en mucho menor grado, por la tecnología de las células”, afirma. “No esperamos que los módulos TOPCon se comporten de forma drásticamente diferente a los módulos fotovoltaicos convencionales en lo que respecta a la entrada de vapor de agua”.

La conclusión es que la reacción química que conduce a la corrosión y, por tanto, a la degradación, es bien conocida. Por lo tanto, cabe suponer que los fabricantes han tenido en cuenta este aspecto desde el principio y lo han abordado mediante la elección adecuada del encapsulante.

2. ¿Son los módulos TOPCon más propensos a la degradación UV?

A esta pregunta, Monokroussos responde: “Sí, las tecnologías TOPCon muestran una mayor sensibilidad a la radiación UV. La degradación se atribuye a [problemas con] la pasivación de la superficie, que se deteriora tras la exposición a la luz UV”. Por ello, TÜV Rheinland está diseñando una norma interna para abordar la degradación inducida por los rayos UV de los módulos fotovoltaicos TOPCon. Durante esta prueba, ambas caras de un módulo FV se exponen a una dosis de UV aumentada (10 veces superior a la recibida en IEC 61215 e IEC 61730 [condiciones de prueba estándar]), que se consideran suficientes para evaluar la susceptibilidad a la degradación inducida por UV”.

Monokroussos concluye que, por tanto, los fabricantes deben prestar especial atención a la correcta elección del encapsulante. “Tanto el cristal frontal como el encapsulante sirven de filtro UV para las células solares”, afirma. “Pero como las células TOPCon son intrínsecamente más sensibles a la degradación UV, y la capacidad de filtrado UV del encapsulante disminuye con el tiempo a medida que el módulo está permanentemente expuesto a la radiación UV, hay que elegir un encapsulante más resistente a los rayos UV y, normalmente, se está considerando una capa más gruesa de encapsulante”.

3. Ukar, de PI Berlin, afirma que los módulos TOPCon son más sensibles a la polarización de degradación inducida por potencial (PID-p). ¿Comparten esta opinión otros expertos?

“Sí, las tecnologías de tipo n, en general, son más propensas a la polarización PID-p”, confirma Monokroussos. “El modo de degradación suele considerarse reversible sobre el terreno siempre que la cara posterior del módulo se exponga a la luz ultravioleta. En términos generales, en la mayoría de los entornos de aplicación, los módulos fotovoltaicos recibirían algo de luz UV por la parte trasera sobre el terreno, pero puede haber otros escenarios de aplicación, como las instalaciones montadas en tejados, en los que la parte trasera no recibe suficiente irradiación UV, lo que hace que estos módulos sean más susceptibles a graves pérdidas de potencia derivadas de la PID-p. Actualmente, el grupo de trabajo 2 de la CEI [Comisión Electrotécnica Internacional], que es el grupo de normalización centrado en la energía fotovoltaica, está trabajando en un procedimiento que permitiría identificar la sensibilidad de los módulos fotovoltaicos a la PID-p”.

Para resumir las tres áreas de preocupación, en todos los casos hay razones tecnológicas por las que los fabricantes deberían prestar más atención a estas vías de degradación. Al mismo tiempo, también hay soluciones disponibles hoy en día que no suponen un costo adicional significativo para contener estos problemas.

Si hay lotes de módulos TOPCon instalados en el campo que ahora presentan problemas, es mucho más indicativo de que un fabricante ha lanzado su producto prematuramente que una señal de un problema general asociado a la tecnología TOPCon.

Podría ser tentador adoptar una perspectiva pesimista y preguntarse cuánto tiempo pasará hasta que todos los fabricantes de TOPCon hayan ajustado finalmente sus BoM y procesos de producción para adaptarse a estas amenazas de degradación existentes. Sin embargo, hemos recibido un comentario de la comunidad investigadora que, en nuestra opinión, resume mucho mejor las perspectivas de la industria fotovoltaica, que se encuentra al borde de la transición de obleas de tipo p a obleas de tipo n.

Radovan Kopecek, del Centro Internacional de Investigación de Energía Solar de Constanza, señala que, aunque las células de mayor eficiencia pueden ser susceptibles a todas las formas de degradación, las de tipo n tienen ventajas inherentes.

“El material de tipo N es menos sensible a las impurezas y, por tanto, se degrada menos sobre el terreno, si se sabe lo que se hace en el proceso”, explica Kopecek. “Si se tiene el proceso bajo control y se elige una buena BoM (por ejemplo, doble vidrio y POE [encapsulante de elastómero de poliolefina]), las nuevas tecnologías de módulos de tipo n serán más estables.

“Por desgracia, cuando los cambios tecnológicos se producen con demasiada rapidez, los productos pueden introducirse en el mercado demasiado rápido”, añade Kopecek. “La presión sobre los precios en la industria es enorme y actualmente el exceso de capacidad creado por las rápidas ampliaciones [de las fábricas de producción] no ayuda mucho. La industria debe aprender a tocar una sinfonía fotovoltaica global y centrarse menos en el virtuosismo solista”.

En la segunda entrega de esta serie, compararemos y destacaremos los distintos enfoques que están adoptando los principales fabricantes TOPCon para afrontar estos retos.